2000年3月份财务分析.doc

第一季度财务分析报告 2000年4月12日徐州华润电力有限公司 二000年第一季度财务情况说明书（迄2000年3月31日止） 财 务 管 理 部 财务经理：孙文贤 编 制 人：刘 波目 录第一部分 技术经济指标 一、主要技术经济指标完成情况 二、技术经济指标表 三、指标完成情况说明 1、发电量 2、厂用电率 3、上网电量 4、发电煤耗率 5、燃料消耗情况第二部分 利润增减情况分析一、 主要财务状况表二、 影响利润增减的因素分析 1、增加利润的因素分析 2、减少利润的因素分析三、 敏感性分析四、 盈亏平衡分析第三部分 竞价上网情况分析第四部分 财务管理指标分析1、 单位上网电价构成2、 财务管理指标第五部分 多种经营分析第六部分 四月份经营情况预测第七部分 存在的问题及改进措施2000年，整个国民经济仍处于恢复性增长阶段，全社会用电需求不会有较大幅度的增长，合资、集资电厂将进一步受到影响，机组平均利用小时在99年不足4500小时的基础上还会有所下降；江苏省竞价上网改革力度加大，还本付息电价仍有下调可能。这些都说明合营公司在新的一年里面临的经营形势更加严峻，唯有根据2000年工作大纲的要求，坚持经济效益为中心，以安全生产为前提，大力开拓市场和搞好成本控制，不断推进技术进步，合营公司才能求得生存和发展。2000年第一季度公司累计完成发电量72581万千瓦时，比去年同期增加15922万千瓦时。本月实现利润2320万元，比去年同期增加988万元，累计实现利润6470万元，比去年同期增加5814万元，本月予缴所得税485.22万元，实现净利润1834.57万元。现将有关生产经营情况分析如下：第一部分 技 术 经 济 指 标 一、主要经济指标完成情况 2000年3月份完成发电量26243万千瓦时，销售电量24916万千瓦时，厂用电率为5.05%，供电煤耗率为349克/千瓦时，发电天然煤105427吨、燃油68吨，共折标煤86863吨。实现销售收入7620万元，实现利润总额2320万元，实现增值税1101万元，利税合计3421万元，累计实现利税9511万元。 二、主要技术经济指标表项 目单 位年计划实际数去年同期数本月累计本月累计发电量万千瓦时28000026243725812168956659供电量万千瓦时26376024916688032026952989厂用电率%5.85.055.216.557.48发电最高负荷千瓦-611500611500发电标准煤量吨9268008686324079172240189084其中：煤折合吨9242298676624034171953188507 油折合吨257197450287477发电标准煤耗克/千瓦时331331331333347供电标准煤耗克/千瓦时349349350356375原煤低位发热量千焦/公斤-2409023006燃油低位发热量千焦/公斤4181641816418164181641816发电用原煤量吨117680010542730578592953243538发电用燃油量吨180068315201334标煤单价元/吨233.04192.37202.54255.81262.10发电燃料费万元215981670.514876.831848.174912.72实现增值税万元111651100.763041.99销售收入万元797417619.6221413.79688118004销售成本万元558944370.9812159.414786.6512788.54财务费用万元10282917.842755.079324210利润总额万元13461232064701032664 三、主要技术经济指标完成情况说明 发电量2000年3月，合营公司完成发电量26243万千瓦时（其中竞价发电量4100万千瓦时），完成月度计划的 105.96%；与去年同期发电量21689万千瓦时相比，超发电量4554万千瓦时;第一季度累计完成发电量72581万千瓦时，比去年同期增加15922万千瓦时。 厂用电率 2000年3月，综合厂用电率为5.05%，与年度计划相比下降12.93%，与上年同期相比下降1.50%，增加上网电量393.65万千瓦时，增加售电收入130.27万元；第一季度厂用电率为5.21%，比去年同期降低2.27%，增加上网电量1563.81万千瓦时，增加售电收入477.60万元。上网电量2000年3月,合营公司完成上网电量24916万千瓦时（其中竞价上网电量3892.75万千瓦时）,完成月度计划上网电量的106.67%,与去年同期相比增加4647万千瓦时，增加售电收入1421万元，增加利润432.64万元；第一季度上网电量68803万千瓦时，比去年同期增加15814万千瓦时，增加售电收入4835万元，增加经营利润1472万元. 发电煤耗率2000年3月，发电煤耗为331gkWh，与上年同期相比下降2克，节约标煤524.86吨；累计发电煤耗比去年同期下降2.27克，节约标煤1647.59吨。燃料消耗情况2000年3月，公司燃料部门较好地组织了原煤采购、卸车、存贮、掺烧，满足了发电需要。购入原煤77888吨，计划内68945吨、计划外8943吨，发电耗煤105427吨，月末库存煤炭56411吨；本月发电耗油68吨，比去年同期减少133吨。主要原因是发电量比去年同期增加较大，机组运行稳定，并加大了燃油考核管理力度；第一季度发电累计耗煤305785吨、耗油315吨，比去年同期增加耗煤62247吨、降低耗油19吨。第二部分 利润增减情况及敏感性分析一、 主要财务状况表项 目单 位本月数去年同期增减额 售电量万千瓦时24916202694647 售电单价元/千瓦时0.30580.3395-0.0337售电单位成本元/千瓦时0.17540.2362-0.0608其中：燃料元/千瓦时0.06700.0912-0.0242 水费元/千瓦时0.00060.0007-0.0001 材料元/千瓦时0.00390.0048-0.0009 工资及福利元/千瓦时0.01210.0270-0.0149 折旧元/千瓦时0.06070.0771-0.0164 大修理费元/千瓦时0.01750.01070.0068 其他费用元/千瓦时0.01360.0247-0.0111售电单位税金元/千瓦时0.00040.0005-0.0001售电单位财务费用元/千瓦时0.03680.0460-0.0092售电单位销售费用元/千瓦时-0.0060-0.0060售电单位利润元/千瓦时0.09310.05090.0422销售利润万元232010321288 二、影响利润增减的因素分析 2000年3月， 合营公司上网电量万千瓦时，实现销售收入7620万元,实现利润2320万元，与去年同期的1032万元相比，增加利润1288万元，具体分析如下： 1、增加利润的因素分析 电量增加的影响。由于实际售电量比去年同期增加4647万千瓦时，增加经营利润238万元。燃料成本降低的影响。合营公司始终把降低燃料成本做为控制成本的头等大事，一方面严格控制煤质、煤价，加强煤场规范管理力度，优化入炉煤掺配比，降低发电煤耗；另一方面加强生产管理，优化运行方式，开展小指标竞赛活动。每千瓦时的燃料单位成本仅为0.0670元，比去年同期下降0.0242元，节约成本602万元，增加经营利润602万元。 折旧费用降低的影响。由于合营公司采取分类折旧等，使得每千瓦时的单位折旧费比去年同期下降0.0164元，节约成本408万元，增加经营利润408万元。 财务费用降低的影响。受合营公司累计归还投资方融资123914万元及国家利率调整等因素的影响，每千瓦时的单位财务费用比去年同期下降0.0092元，节约费用228万元，增加经营利润228万元。其他费用降低的影响。由于加大预算管理力度，规范费用支出，每千瓦时其他费用比去年同期降低0.0111元，节约成本275万元，增加经营利润275万元。工资及福利费用降低的影响。由于电量的增加，每千瓦时单位成本比去年同期降低0.0149元，节约成本370万元，增加经营利润370万元。销售费用降低的影响。由于电力公司取消上网服务费，每千瓦时的销售费用比去年同期下降0.0060元，节余费用148万元，增加经营利润148万元。水费、材料费用、销售税金及附加三项共增加经营利润25万元。 以上八项共增加利润2294万元。2、减少利润的因素分析售电单价降低的影响。由于去年七月中旬省电力公司调整电价，我公司上网电价度电下降1分钱，仅此一项就减少经营利润858万元。大修理费用增加的影响。按照会计原则的要求补提元月份大修费用，减少经营利润148万元。以上二项共减少经营利润1028万元。三、利润敏感性分析1、每增加发电量1000万千瓦时 增加上网电量=1000*（1-厂用电率） =1000*（1-5.05%） =949.50（万千瓦时） 增加收入=上网电量*不含税平均售电单价 =949.50*0.3872/1.17 =314.25（万元） 增加变动成本=燃料成本+生产用水成本 燃料成本=发电量*发电煤耗*燃料平均单价 生产用水成本=发电量*耗水率*水平均单价 增加变动成本=1000*331*192.37+0.58 =64.25（万元） 增加利润(边际利润)=售电收入-变动成本 =314.25-64.25=250（万元）2、发电煤耗变动1克，而燃料成本未变动 增加（减少）利润=1克/千瓦时*燃料平均 单价*月度发电量 =192.37*26243=5.05（万元）3、 燃料平均价格变动1元，而发电煤耗未变动 增加（减少）利润=1元/吨*发电煤耗*月度发电量 =1*331*26243=8.69（万元）四、月度盈亏平衡分析序号项 目单 位三月实际四月预测备注1折旧万元151215162大修费用万元4362183财务费用万元9189284燃料费元/千瓦时0.06700.07265水费元/千瓦时0.00060.00086材料元/千瓦时0.00390.00607工资及福利元/千瓦时0.01210.01218其他费用元/千瓦时0.01360.01369税金附加元/千瓦时0.00040.000510售电单价元/千瓦时0.30580.313011保本发电量万千瓦时144981359612保本售电量万千瓦时1376612835 盈亏平衡点=固定成本/（单价-单位变动成本） 通过分析，四月份合营公司的保本发电量为13596万千瓦时，保本上网售电量为12835万千瓦时。若合营公司能完成计划电量24600万千瓦时（其中：竞价电量2900万千瓦时，含税售电电价为0.208元/千瓦时），则可以实现经营利润2175万元。第三部分 竞价上网情况分析 1999年9月，江苏省计经委、物价局和电力局推出了部分发电企业离线期货竞价上网的运作规则，今后将逐渐走向全面化的线上现货上网竟价。该规则规定竞价电价由单位变动成本、税收及合理利润等因素构成。合营公司适时成立了竞价领导小组及工作小组，积极稳妥的参加了去年9-12月份的竞价。2000年1月，通过竞价中标4000万千瓦时，竞价电价为含税价0.162元/千瓦时，在全省竞价中标的电厂中价格最低，三月份竞价中标4100万千瓦时，含税电价0.1999元/千瓦时；四月份竞价中标2900万千瓦时，含税电价为0.208元/千瓦时 。现将竞价情况简要分析如下：一、2000年公司竞价发电情况表 单位：万千瓦时、元/千瓦时月 份全省竞价额度投标最高限价省中标最高价省中标最低价省中标平均价公司投标电量公司中标电量公司中标电价1300000.3560.2400.1500.201800040000.1623400000.3560.2200.1850.2101000041000.1994350000.3560.2080.1990.204400029000.208合计1050000.5360.2220.1800.20522000110000.188二、主要竞价指标表项目单位三月累计计算依据发电量万千瓦时41008100售电量万千瓦时3892.757683.69一、售电收入万元662.101187售电量*竞价电价/1.17二、竞价成本万元331.41679.85 1、燃料万元260.82540.21售电量*燃料单位成本 2、水费万元2.535.18售电量*水费单位成本3、工资及福利万元46.7492.34竞价电量*0.01*1.144、其他费用万元21.3242.12其中：工会经费万元0.821.62竞价电量*0.01*2% 待业保险万元0.821.62竞价电量*0.01*2% 住房公积金万元12.324.30竞价电量*0.01*30% 劳保统筹万元7.3814.58竞价电量*0.01*18%三、税金及附加万元0.921.65售电收入*0.14%四、竞价利润万元330.69506.42五、竞价单位成本元/千瓦时0.08510.0885竞价成本/售电量六、竞价单位利润元/千瓦时0.08500.0659竞价利润/售电量七、实际售电利润元/千瓦时0.09470.09753基本电量利润/基本售电量八、减少利润万元37.76308.43一、 有关分析及简评通过分析，合营公司一季度取得8100万千瓦时竞价电量，平均竞价单价为含税0.1879元/千瓦时，低于全省中标平均价0.2053元/千瓦时，赢利506.42万元，单位竞价利润为0.0659元，比实际售电利润0.09753元，每千瓦时降低0.03163元，减少经营利润308.43万元。 今后合营公司应进一步加强竟价上网的组织领导，搞好竞价电量的动态成本分析；通过及时、全面了解国家法规、政策，认真学习，仔细分析、研究有关竞价文件，借鉴其他试点发电企业的成熟经验，做好准备工作，把握市场主动权；保证机组运行的安全可靠性，真正做到高峰迎得上，低谷降得下，以适应电网调度的要求，特别要防止事故停机，失掉当月发电机会；要建立竞争情报体系，充分了解竞争对手情况，发挥本公司的有利条件，保证合营公司竞价上网的优势；目前公司要进一步强化全面预算管理，完善成本核算网络，力控成本和费用支出。第四部分 主要财务管理指标分析一、 电价与单位成本2000年一季度，我公司上网平均含税售电单价为0.3641元/千瓦时，与去年同期的0.3972元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0331元，主要原因是省电力公司调整电价，合营公司电价下调1分钱。一季度平均单位燃料成本为0.0709元/千瓦时，与去年同期的0.0927元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0218元，降低的主要原因一是标煤单价降低59.56元/吨。二是供电煤耗率降低26克/千瓦时。一季度平均单位成本为0.2172元/千瓦时，与去年同期的0.3268元/千瓦时相比每千瓦时降低0.1096元，降低的主要原因一是单位变动成本比去年降低0.0219元/千瓦时；二是本月固定成本总额比去年同期有所降低；上网电量比去年同期增加15814万千瓦时，单位固定成本降低0.0426元/千瓦时。具体构成如下： 单位上网电价构成表序号项 目2000年一季度1999年一季度单位单价（元/千瓦时）占售电价(0.3112) %单位单价（元/千瓦时）占售电价(0.3395) %变动费用0.071623.010.093527.541燃料费0.070922.780.092727.302水费0.00070.230.00080.24固定费用0.105233.800.147843.543材料0.00371.220.00391.254工资及福利0.01193.820.01765.195折旧费0.065921.180.088526.076修理费0.00953.050.01233.637其他费用0.01414.530.02567.40发电生产成本0.176756.810.241371.088财务费用0.040012.850.079523.429税金及附加0.00040.130.00050.1510销售费用-0.00601.77总成本费用0.217269.790.326896.35利润0.094030.210.01243.65合 计0.31121000.3395100二、 主要财务比率指标分析1、 资产负债率：第一季度资产负债率为75.68%，比去年同期的82.24%降低6.56个百分点，主要原因是累计还本情况较好，长期借款降低，公司经济效益较好，资产负债率的降低，减少了股东方和债权方的股权和贷款风险。2、 流动比率：第一季度流动比率完成155%，比去年同期的137%增长18个百分点，表明公司本月流动比率水平较为理想，一般认为电力生产企业合理的最低流动比率为2。3、 利息保障倍数：第一季度利息利息保障倍数为2.52，比去年同期的2.11倍增加0.41，表明本月经营所得是利息支出的2.52倍，与去年同期相比具有较好的盈利水平。4、 存货周转率：本月存货周转率完成1.99次，比去年同期的2.28次降低0.29次，表明公司存货占用资金与去年同期相比有所增加，但与同类型电厂相比，库存量相差较大，占用资金较大，经营压力增大，应加强存货管理和控制。5、 股本收益率：第一季度股本收益率完成140.73%，比去年同期的1.45%提高139.28个百分点，表明公司盈利水平高于去年同期，股本投资所带来的收益也远远高于去年同期水平。第五部分 四月份经营成果预测根据省电力公司四月份电量计划及电量竞价情况，结合公司实际成本水平，有关经营成果预测如下：一、四月份经营成果预测表项 目单 位合 计基本电量竞价电量发电量万千瓦时24600217002900厂用电率%5.65.65.6售电量万千瓦时23223204852738一、销售收入万元72686780488二、销售成本万元4155.103889.20265.901、变动成本万元1704.641503.31201.33其中：燃料万元1690.641491.31199.33 水费万元141222、固定成本万元2450.462385.8964.57其中：材料万元142.34125.9116.43工资及福利万元280.44247.3833.06折旧费万元15161516修理费万元218218其他费用万元293.68278.6015.08三、税金及附加万元11101四、财务费用万元928928五、销售利润万元2173.901952.80221.10 二、预测有关说明：1、 电量：四月份省电力公司下达基本电量计划为21700万千瓦时、竞价电量2900万千瓦时；2、 售电收入：基本电量电价每千瓦时按含税0.38